Методика поверки «ГСИ. Система измерений количества и показателей качества нефти № 728 ООО «Транснефть - Порт Приморск»» (МП 0386-14-2016)

i

«Всероссийский научно - исследовательский институт расходометрии» (ФГУП «ВНИИР»)

УТВЕРЖДАЮ

Первый заместитель директора по научной работе -

Заместитель директора по качеству

ИНСТРУКЦИЯ

Государственная система обеспечения единства измерений

Система измерений количества и показателей качества нефти № 728 ООО «Транснефть - Порт Приморск»

Методика поверки

МП 0386-14-2016

Казань

2016

Груздев Р.Н., Загидуллин Р.И.

ФГУП «ВНИИР»

Настоящая инструкция распространяется на систему измерений количества и показателей качества нефти № 728 ООО «Транснефть - Порт Приморск» (далее - система) и устанавливает объём, порядок и методику проведения первичной и периодической поверок системы.

Интервал между поверками - 12 месяцев.

При проведении поверки выполняют операции, приведенные в таблице 1.

Таблица 1 - Операции поверки

2 Средства поверки

• 2.1 Двунаправленная трубопоршневая поверочная установка для жидкостей фирмы «Daniel» (далее - ТПУ) с верхним пределом диапазона измерений объемного расхода 4000 м³/ч и пределами допускаемой относительной погрешности ±0,1 %.

• 2.2 Средства поверки, указанные в нормативных документах (НД) на методики поверки средств измерений (СИ), входящих в состав системы, приведенных в таблице 3 настоящей инструкции.

• 2.3 Допускается применять другие аналогичные по назначению средства поверки СИ утвержденных типов, если их метрологические характеристики не уступают указанным в данной инструкции.

При проведении поверки соблюдают требования, определяемые:

• - в области охраны труда - Трудовой кодекс Российской Федерации;

• - в области промышленной безопасности - Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (приказ Ростехнадзора № 101 от 12 марта 2013 г. «Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»), Руководство по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» (приказ № 784 от 27 декабря 2012 г. «Об утверждении Руководства по безопасности «Рекомендации по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов»), а также другими действующими отраслевыми нормативными документами;

• - в области пожарной безопасности - Федеральный закон Российской Федерации от 22 июля 2008 г. № 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности», Постановление Правительства Российской Федерации от 25 апреля 2012 г. № 390 «О противопожарном режиме» (вместе с «Правилами противопожарного режима в Российской Федерации»), СНиП 21.01-97 (с изм. № 1,2) «Пожарная безопасность зданий и сооружений»;

• - в области соблюдения правильной и безопасной эксплуатации электроустановок -Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей;

• - в области охраны окружающей среды - Федеральный закон Российской Федерации от 10 января 2002 г. № 7-ФЗ (ред. 12 марта 2014 г.) «Об охране окружающей среды» и другими действующими законодательными актами на территории РФ.

При проведении поверки соблюдают условия в соответствии с требованиями НД на методики поверки СИ, входящих в состав системы.

Характеристики системы и физико-химические показатели измеряемой среды при проведении поверки должны соответствовать требованиям, приведенным в таблице 2.

Соответствие физико-химические показателей измеряемой среды, указанных в таблице 2, проверяют по данным актов приема-сдачи нефти.

Таблица 2 - Характеристики системы и физико-химические показатели измеряемой

среды

При подготовке к поверке проводят работы в соответствии с инструкцией по эксплуатации системы и НД на методики поверки СИ, входящих в состав системы.

• 6.1 Проверка комплектности технической документации

Проверяют наличие действующих свидетельств о поверке и эксплуатационнотехнической документации на СИ, входящие в состав системы.

• 6.2 Подтверждение соответствия программного обеспечения (ПО) системы.

  • 6.2.1 Проверяют соответствие идентификационных данных ПО системы сведениям, приведенным в описании типа на систему.

  • 6.2.2 Определение идентификационных данных ПО комплекса измерительновычислительного ИМЦ-03 (далее - ИВК) проводят в следующей последовательности:

• - включить питание ИВК, если питание было выключено;

• - дождаться после включения питания появления на дисплее ИВК основного меню или войти в основное меню;

• - в основном меню выбрать пункт «ПРОСМОТР 2»;

• - выбрать пункт меню «ВЕРСИЯ ПРОГРАММЫ»;

• - на экране отобразятся идентификационные данные ПО.

• 6.2.3 Определение идентификационных данных ПО автоматизированного рабочего места (АРМ) оператора системы «Rate АРМ оператора УУН» проводят в следующей по следовательности:

• - в верхней части главного окна программы необходимо нажать вкладку «Версия»;

• - в открывшемся окне нажать вкладку «Получить данные по библиотеке», после чего отобразятся идентификационные данные.

• 6.3 Внешний осмотр

При внешнем осмотре должно быть установлено соответствие системы следующим требованиям:

• - комплектность системы должна соответствовать технической документации;

• - на компонентах системы не должно быть механических повреждений и дефектов покрытия, ухудшающих внешний вид и препятствующих их применению;

• - надписи и обозначения на компонентах системы должны быть четкими и соответствовать технической документации.

• 6.4 Опробование

  • 6.4.1 Опробование проводят в соответствии с НД на методику поверку СИ, входящих в состав системы.

  • 6.4.2 Проверяют действие и взаимодействие компонентов системы в соответствии с инструкцией по эксплуатации системы, возможность получения отчета.

  • 6.4.3 Проверяют герметичность системы.

На элементах и компонентах системы не должно быть следов протечек нефти.

• 6.5 Определение метрологических характеристик

  • 6.5.1 Определение метрологических характеристик СИ, входящих в состав системы, проводят в соответствии с НД, приведенными в таблице 3 с учетом требований,

предъявляемых к системе.

Таблица 3 - СИ и методики их поверки

Счетчик жидкости турбинный CRA/MRT 97, установленный в блоке измерений показателей качества нефти, преобразователи давления измерительные 3051, предназначенные для измерений разности давлений, не участвующие в измерении массы нефти, подлежат калибровке не реже одного раза в год. При отсутствии методики калибровки калибровку проводят по методике поверки.

• 6.5.2 Определение относительной погрешности системы при измерении массы брутто нефти.

Относительную погрешность системы при измерении массы брутто нефти 8М_Б, %, в соответствии с ГОСТ Р 8.595-2004 «ГСП. Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений» при косвенном методе динамических измерений и измерении объема нефти с применением ТПР и плотности нефти с применением ПП, ареометра или лабораторного плотномера при приведении результатов измерений объема и плотности нефти к стандартным условиям проводят по формуле

8М_Б = ± 1,1 х^8у² + О² х (J² +   х 10⁴ х ДГ²) + ^² х 10⁴ х ДГ² + J² ,          (1)

где - относительная погрешность измерений объема нефти, %. За принимают

относительную погрешность ТПР.

G - коэффициент, вычисляемый по формуле

1 + 2 х х

~ \ + 2х/ЗхТ_р ’

где ft - коэффициент объемного расширения нефти, 1/°С (приложение А ГОСТ Р 8.595);

Т_р,Ту - температура нефти на момент поверки при измерениях плотности и объема нефти соответственно,°C;

8 - пределы допускаемой относительной погрешности измерений плотности нефти с применением ПП, ареометра или лабораторного преобразователя плотности, %, вычисляют по формуле

З_р=^-х100                                   (3)

Pmin

тре Ар - пределы допускаемой абсолютной погрешности ПП или ареометра, кг/м³;

Ртп ~ нижний предел рабочего диапазона плотности нефти, кг/м³;

ДГ_р, 8,Ту - абсолютные погрешности измерений температуры Т_р, T_v ,°С;

8_n - пределы допускаемой относительной погрешности преобразования входных электрических сигналов ИВК в значения массы брутто нефти, %.

Поверку ТПР на месте эксплуатации в рабочем диапазоне измерений объемного расхода выполняют в автоматизированном режиме с применением ТПУ.

Значения относительных и абсолютных погрешностей составляющих формулы (1) подтверждают свидетельствами об утверждении типа СИ и действующими свидетельствами о поверке.

Относительная погрешность системы при измерении массы брутто нефти не должна превышать ± 0,25 %.

• 6.5.3 Определение относительной погрешности системы при измерении массы нетто нефти.

Относительную погрешность системы при измерении массы нетто нефти 8М_Н, %, вычисляют по формуле

ЫГ_В² + ЫГ_ХС +

⁺ С w_b+w_xc+w_mi

100

ДРГд - абсолютная погрешность измерений массовой доли воды в лаборатории, %, вычисляют по формуле (9);

При измерении объемной доли воды поточным влагомером вычисляется по формуле _Ь<Рв*Рв ^в ~ „в

Рн

к(р_в - абсолютная погрешность измерений объемной доли воды поточным влагомером, %;

р_в - плотность воды при условиях измерений ср_в, кг/м³;

р^в_н - плотность нефти при условиях измерений ф_в, кг/м³;

- абсолютная погрешность измерений массовой доли механических примесей в нефти, %;

Д1Г_ХС - абсолютная погрешность измерений массовой доли хлористых солей в нефти, %, вычисляемая по формуле

ДШ _ А 1 _х ^РхС

ХС ~ ^V’^1X ХС ’

Рн

&Ф_ХС - абсолютная погрешность измерений массовой концентрации хлористых солей в нефти, мг/дм³;

р^х_н^с - плотность нефти при условиях измерений (р_хс, кг/м³.

W_B - массовая доля воды в нефти, определенная в лаборатории, %;

При измерении объемной доли воды поточным влагомером массовая доля воды в нефти W_B вычисляется ИВК по формуле

_w _<Рв*Рв

^В~ Р^Вн ’

где ср_в - объемная доля воды в нефти, измеренная поточным влагомером, %;

W_Mn - массовая доля механических примесей в нефти, %, определенная в лаборатории;

W_xc - массовая доля хлористых солей в нефти, %, определенная в лаборатории и вычисляемая по формуле

W =Q 1 х ^^хс ХС V’¹ ХС ’

Рн

где у_хс - массовая концентрация хлористых солей в нефти, мг/дм³, определенная в лаборатории.

Абсолютную погрешность измерений массовой доли воды, массовой концентрации хлористых солей и массовой доли механических примесей в нефти определяют в соответствии с ГОСТ Р 8.580-2001 «ГСИ. Определение и применение показателей точности методов испытаний нефтепродуктов».

Для доверительной вероятности Р = 0,95 и двух измерений соответствующего показателя качества нефти абсолютную погрешность его измерений вычисляют по формуле _А д/т? -г²х0,5 а = ±-----7=-----,

где R и г - воспроизводимость и сходимость метода определения соответствующего показателя качества нефти, значения которых приведены в ГОСТ 2477-65 «Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды», ГОСТ 21534-76 «Нефть. Методы определения содержания хлористых солей», ГОСТ 6370-83 «Нефть, нефтепродукты и присадки. Метод определения механических примесей».

Относительная погрешность измерений массы нетто нефти не должна превышать ± 0,35 %.

• 7.1 При положительных результатах поверки оформляют свидетельство о поверке системы по форме Приложения 1 «Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденному приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815.

На оборотной стороне свидетельства о поверке системы указывают диапазон измерений объемного расхода и пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы (брутто, нетто) нефти.

• 7.2 При отрицательных результатах поверки систему к эксплуатации не допускают, свидетельство о поверке аннулируют и выдают извещение о непригодности по форме Приложения 2 «Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке», утвержденному приказом Минпромторга России от 2 июля 2015 г. № 1815.

9